#涨姿势# #投资#动力电池行业的龙头话语权那是杠杠的！宁德时代在今年的股东大会上向用户透露，公司将于今年7月份左右发布钠电池。个人认为钠电池在产业化储能领域比锂电池更有性价比，钠电池安全性高，成本低，但能量密度相对较低。因此不会全面取代锂电池，但极有可能在低速新能源汽车、小动力、储能电站方面形成较大市场。行业龙头宁德时代的加入以及双碳目标的制订，将大大加速纳电池产业的成熟。 钠电池正负极都采用铝箔，电解液主要为六氟磷酸钠。华锋股份主要产品为各类电极铝箔，质量已经达到了代表电极箔最高水平的日本企业所生产的产品。 新疆众和为全球最大的高纯铝研发和生产企业，已形成“能源—高纯铝—电子铝箔—电极箔”完整循环经济产业链。 多氟多六氟磷酸钠产品已实现批量外售。吕长顺（凯恩斯） 证书编号：A0150619070003。【以上内容仅代表个人投资建议，不构成买卖依据，股市有风险，投资需谨慎】
#纳电池# 宁德时代将发布钠电池
事件：5月21日盘后，宁德时代宣布将于7月展示钠离子电池。
2021年5月21日，宁德时代董事长曾毓群在股东大会上透露，今年7月份左右将发布钠离子电池，由此引发了市场最近的关注。
在2020年，宁德时代的21C创新实验在福建正式开启，宣布专注于钠离子电池等方向的研发，而本次是宁德时代首次宣布要对外展示钠离子电池，宁德时代作为国内电池领域的“一哥”，这个动作可能预示着钠离子电池即将商业化落地。
什么是钠离子电池
钠离子电池是锂离子电池的补充，实现产业化可行性强。
钠基电池（SIB）指的是一种使用钠离子作为电荷载体的二次电池，其在上世纪70年代被首次提出，但因为其体积和能量密度仅为锂离子电池的一半左右，所以导致其之后30年的研究处于停滞状态。
但目前随着各个领域对电池需求的逐渐增加，针对能量密度要求不同的场景也丰富起来，近年来，钠离子电池也因此重新进入关注范围。
由于其和锂离子电池生产设备以及工艺的兼容性比较强，随着产业链进一步的完善，钠离子电池实现产业化的可能性逐渐增强。
钠离子电池VS锂离子电池VS铅酸电池：钠离子电池在储能领域有望替代锂电，在低速车方面有望完全替代铅酸。
1）资源丰度来说，钠离子电池更占优势：钠元素在地球上的储量比较丰富，地壳当中含量达到2.4%，同时在海水内的含量也比较丰富；但锂和铅来说，含量相对比较少，前者在地壳当中占比仅约为0.0065%，后者则为0.0016%。同时，锂资源分布高度不均匀，约70%在南美洲，我国对此的进口也依赖严重，高达80%。
2）能量密度来说，钠离子电池能量密度较锂电池低，使用在新能源车上性价比较低：钠离子电池位于铅酸电池和锂离子电池之间，目前行业测算的区间位于100~150Wh，但随着技术的成熟，未来有望做到200Wh左右。
3）电压和安全性来说，钠离子和铅酸相对锂电池更高：相对于锂元素，钠元素的标准电极电位要高0.3V，与此同时，锂离子的电压区间更大，但同时也不会像铅酸电池那样低，因此在安全性和应用性的可以应用范围更佳。
4）循环寿命来说，钠离子电池介于铅酸和锂电池之间：目前行业能做到的循环次数介于3000-4000次，远超铅酸电池，与锂电池接近。但随着材料体系、制造工艺的成熟，后续有望达到5000-8000次。
5）成本来说，相对于锂离子电池，钠离子电池成本依旧较高：由于目前钠离子电池产业化程度还比较低，所以成本优势还未体现完全。但随着技术的进步以及规模的扩大，最终成本有望降到0.2元/Wh，将比锂离子电池更低。
总结：目前钠离子电池尚未产业化，成本下降以后在储能领域性价比会高于锂电池，而低速电动车方面有望完全取代铅酸电池。综合来说，乐观情况下，到2025年，钠离子电池对储能和小型动力电池的替代率有望达到30-50%。
钠离子电池的前景
钠离子资源较易获得，以及政策鼓励下储能市场5年10倍，或是宁德时代推进钠离子电池的重要驱动力，并且目前主流技术尚未形成，宁德时代或有机会引领主流技术。
由于锂元素的相对稀缺性，所以导致原材料价格会较大地受到供需的影响，碳酸锂价格自去年低位涨幅已经超过80%以上，考虑到日后供应链安全的问题，许多电池厂商逐渐地在寻找在紧急时刻可以替换或者备用的元素。由于钠的金属属性也比较活跃，并且含量相对高很多，所以钠离子电池也逐渐成为主流电池和材料厂商研究的方向。
另一方面，钠离子电池相较于锂离子电池，在产业化后使用在储能领域的性价比高于锂电池。而目前我国正在大力推进电化学储能，按照最新政策的目标电化学储能未来五年的市场空间将有10倍，年复合增长率高达40%，这或许也是宁德时代此时加速推进钠离子电池的重要原因之一。
目前国内外约有二十家企业在这个方向积极布局，具体来说，于2020年，宁德时代的21C创新实验在福建正式开启，专注于钠离子电池等方向的研发。
除宁德时代之外，英国的Faradion、国内的中科海钠目前都开发出了比容量较高的正极材料；美国的Novasis Energies则开发出以PBA作为正极的钠离子电池；欧洲而言，由于其地理位置的锂钴等资源较为缺乏的问题，钠离子电池的发展也是被给予了高度的重视。
但总体而言，各国在这个方向产业化的体系差别还比较大，主要的体系包括水系电池和有机体系电池，但目前还未形成比较主流的路线，宁德时代凭借在电池领域的深耕，或有机会引领主流技术。
钠电池对产业链的影响
1）锂资源：钠离子电池更适合储能，主要影响储能方面的锂需求预期。
乘用车对能量密度的要求很高，续航方面钠离子电池性价比低于锂电池，因此在动力电池方面影响较小，但是钠离子电池产业化后，在储能方面的性价比优于锂电池，因此钠离子电池在锂资源需求方面主要通过储能电池造成影响，具体来说：
短期内，2021年储能领域碳酸锂总需求为4万吨，全行业需求40吨，也就是说如果储能领域全部使用钠离子电池，则碳酸锂的需求预期将减少10%；
长期来看，此前市场预计2025年储能方向对碳酸锂的需求约为18万吨，全行业需求105万吨，也就是说如果储能领域全部使用钠离子电池，则碳酸锂的需求预期将减少17%。
2）铅酸电池：低速电动车和两轮车领域有被替代可能性，百亿市场空间或被瓜分。
我国是全球最大的铅酸电池生产国、消费国和出口大国，2020年电动两轮车的新增销量达到3800万辆，其中有73%是铅酸电池，市场空间大致为100亿。
低速电动车方面，存量市场达到1000万辆，每年新增大概200万辆，铅酸电池的占比更是高达90%，每年新增的市场空间为240亿元。
而钠离子电池在性能方面都要优于铅酸电池，在未来产业化后成本将低于铅酸电池，因此在低速电动车和两轮车领域，钠离子电池有望完全替代铅酸电池。
3）正极：锂元素将被排除，性能区别取决于材料选择方向。
正极方面，钠离子电池所使用的材料主要包括层状铜铁锰和镍铁锰三元氧化物材料、聚阴离子型化合物氟磷酸钒钠和普鲁士蓝类材料等。
结构方面锂离子电池和钠离子电池保持一致，但由于两者可选择不同的正极材料，两者也因此会有所区分，目前来说，磷酸矾钠离子电池与磷酸铁锂电池比较类似。但无论选择什么正极材料，钠离子电池都将不含锂元素。
4）铜箔：铝箔将替换铜箔，将带动成本下降。
由于钠离子电池阳极的集流体从价格更高的铜箔变成了铝箔，这将会带来降本效果，但与此同时，原本销售铜箔的厂商将受到冲击。
5）负极：硬碳是核心。
负极材料方面，钠离子电池主要包括软碳、硬碳以及软硬复合无定形碳，其中硬碳将成为应用的核心；锂电池则是用石墨，所以随着钠离子应用的推广，相关负极厂商或也将被影响。
6）电解液：溶质溶剂将发生改变，添加剂不受影响。
钠离子电池的电解液体系里主要是有机溶剂电解液和凝胶聚合物电解液，这意味着相关溶质将从六氟磷酸锂替换成了六氟磷酸钠，添加剂没有变化，溶剂则会用碳酸丙烯酯（PC）。因此，主流的电解液厂商在溶质方面受到的影响将比较大。
7）隔膜：主流隔膜的应用将延续，受波及最小。
两者继续应用的是主流隔膜，所以在这方面的企业受波及是最小的。 https://t.cn/zQDk7Ky
事件：5月21日盘后，宁德时代宣布将于7月展示钠离子电池。
2021年5月21日，宁德时代董事长曾毓群在股东大会上透露，今年7月份左右将发布钠离子电池，由此引发了市场最近的关注。
在2020年，宁德时代的21C创新实验在福建正式开启，宣布专注于钠离子电池等方向的研发，而本次是宁德时代首次宣布要对外展示钠离子电池，宁德时代作为国内电池领域的“一哥”，这个动作可能预示着钠离子电池即将商业化落地。
什么是钠离子电池
钠离子电池是锂离子电池的补充，实现产业化可行性强。
钠基电池（SIB）指的是一种使用钠离子作为电荷载体的二次电池，其在上世纪70年代被首次提出，但因为其体积和能量密度仅为锂离子电池的一半左右，所以导致其之后30年的研究处于停滞状态。
但目前随着各个领域对电池需求的逐渐增加，针对能量密度要求不同的场景也丰富起来，近年来，钠离子电池也因此重新进入关注范围。
由于其和锂离子电池生产设备以及工艺的兼容性比较强，随着产业链进一步的完善，钠离子电池实现产业化的可能性逐渐增强。
钠离子电池VS锂离子电池VS铅酸电池：钠离子电池在储能领域有望替代锂电，在低速车方面有望完全替代铅酸。
1）资源丰度来说，钠离子电池更占优势：钠元素在地球上的储量比较丰富，地壳当中含量达到2.4%，同时在海水内的含量也比较丰富；但锂和铅来说，含量相对比较少，前者在地壳当中占比仅约为0.0065%，后者则为0.0016%。同时，锂资源分布高度不均匀，约70%在南美洲，我国对此的进口也依赖严重，高达80%。
2）能量密度来说，钠离子电池能量密度较锂电池低，使用在新能源车上性价比较低：钠离子电池位于铅酸电池和锂离子电池之间，目前行业测算的区间位于100~150Wh，但随着技术的成熟，未来有望做到200Wh左右。
3）电压和安全性来说，钠离子和铅酸相对锂电池更高：相对于锂元素，钠元素的标准电极电位要高0.3V，与此同时，锂离子的电压区间更大，但同时也不会像铅酸电池那样低，因此在安全性和应用性的可以应用范围更佳。
4）循环寿命来说，钠离子电池介于铅酸和锂电池之间：目前行业能做到的循环次数介于3000-4000次，远超铅酸电池，与锂电池接近。但随着材料体系、制造工艺的成熟，后续有望达到5000-8000次。
5）成本来说，相对于锂离子电池，钠离子电池成本依旧较高：由于目前钠离子电池产业化程度还比较低，所以成本优势还未体现完全。但随着技术的进步以及规模的扩大，最终成本有望降到0.2元/Wh，将比锂离子电池更低。
总结：目前钠离子电池尚未产业化，成本下降以后在储能领域性价比会高于锂电池，而低速电动车方面有望完全取代铅酸电池。综合来说，乐观情况下，到2025年，钠离子电池对储能和小型动力电池的替代率有望达到30-50%。
钠离子电池的前景
钠离子资源较易获得，以及政策鼓励下储能市场5年10倍，或是宁德时代推进钠离子电池的重要驱动力，并且目前主流技术尚未形成，宁德时代或有机会引领主流技术。
由于锂元素的相对稀缺性，所以导致原材料价格会较大地受到供需的影响，碳酸锂价格自去年低位涨幅已经超过80%以上，考虑到日后供应链安全的问题，许多电池厂商逐渐地在寻找在紧急时刻可以替换或者备用的元素。由于钠的金属属性也比较活跃，并且含量相对高很多，所以钠离子电池也逐渐成为主流电池和材料厂商研究的方向。
另一方面，钠离子电池相较于锂离子电池，在产业化后使用在储能领域的性价比高于锂电池。而目前我国正在大力推进电化学储能，按照最新政策的目标电化学储能未来五年的市场空间将有10倍，年复合增长率高达40%，这或许也是宁德时代此时加速推进钠离子电池的重要原因之一。
目前国内外约有二十家企业在这个方向积极布局，具体来说，于2020年，宁德时代的21C创新实验在福建正式开启，专注于钠离子电池等方向的研发。
除宁德时代之外，英国的Faradion、国内的中科海钠目前都开发出了比容量较高的正极材料；美国的Novasis Energies则开发出以PBA作为正极的钠离子电池；欧洲而言，由于其地理位置的锂钴等资源较为缺乏的问题，钠离子电池的发展也是被给予了高度的重视。
但总体而言，各国在这个方向产业化的体系差别还比较大，主要的体系包括水系电池和有机体系电池，但目前还未形成比较主流的路线，宁德时代凭借在电池领域的深耕，或有机会引领主流技术。
钠电池对产业链的影响
1）锂资源：钠离子电池更适合储能，主要影响储能方面的锂需求预期。
乘用车对能量密度的要求很高，续航方面钠离子电池性价比低于锂电池，因此在动力电池方面影响较小，但是钠离子电池产业化后，在储能方面的性价比优于锂电池，因此钠离子电池在锂资源需求方面主要通过储能电池造成影响，具体来说：
短期内，2021年储能领域碳酸锂总需求为4万吨，全行业需求40吨，也就是说如果储能领域全部使用钠离子电池，则碳酸锂的需求预期将减少10%；
长期来看，此前市场预计2025年储能方向对碳酸锂的需求约为18万吨，全行业需求105万吨，也就是说如果储能领域全部使用钠离子电池，则碳酸锂的需求预期将减少17%。
2）铅酸电池：低速电动车和两轮车领域有被替代可能性，百亿市场空间或被瓜分。
我国是全球最大的铅酸电池生产国、消费国和出口大国，2020年电动两轮车的新增销量达到3800万辆，其中有73%是铅酸电池，市场空间大致为100亿。
低速电动车方面，存量市场达到1000万辆，每年新增大概200万辆，铅酸电池的占比更是高达90%，每年新增的市场空间为240亿元。
而钠离子电池在性能方面都要优于铅酸电池，在未来产业化后成本将低于铅酸电池，因此在低速电动车和两轮车领域，钠离子电池有望完全替代铅酸电池。
3）正极：锂元素将被排除，性能区别取决于材料选择方向。
正极方面，钠离子电池所使用的材料主要包括层状铜铁锰和镍铁锰三元氧化物材料、聚阴离子型化合物氟磷酸钒钠和普鲁士蓝类材料等。
结构方面锂离子电池和钠离子电池保持一致，但由于两者可选择不同的正极材料，两者也因此会有所区分，目前来说，磷酸矾钠离子电池与磷酸铁锂电池比较类似。但无论选择什么正极材料，钠离子电池都将不含锂元素。
4）铜箔：铝箔将替换铜箔，将带动成本下降。
由于钠离子电池阳极的集流体从价格更高的铜箔变成了铝箔，这将会带来降本效果，但与此同时，原本销售铜箔的厂商将受到冲击。
5）负极：硬碳是核心。
负极材料方面，钠离子电池主要包括软碳、硬碳以及软硬复合无定形碳，其中硬碳将成为应用的核心；锂电池则是用石墨，所以随着钠离子应用的推广，相关负极厂商或也将被影响。
6）电解液：溶质溶剂将发生改变，添加剂不受影响。
钠离子电池的电解液体系里主要是有机溶剂电解液和凝胶聚合物电解液，这意味着相关溶质将从六氟磷酸锂替换成了六氟磷酸钠，添加剂没有变化，溶剂则会用碳酸丙烯酯（PC）。因此，主流的电解液厂商在溶质方面受到的影响将比较大。
7）隔膜：主流隔膜的应用将延续，受波及最小。
两者继续应用的是主流隔膜，所以在这方面的企业受波及是最小的。 https://t.cn/zQDk7Ky
【光伏】阳光电源储能会议纪要20210227
要点
1、储能与逆变器契合度高，早期布局并打开成长空间。储能变流器与和光伏逆变器技术类似，都是将直流电通过电力电子变换输入电网，和逆变器业务有协同效应。2015年公司与韩国三星在合肥成立了两家合作公司，阳光三星和三星阳光，从单独提供储能变流器转变为提供全套储能系统。
2、具备开发集成系统能力，技术优势凸显。储能业务是单独的团队，因为储能系统的专业性比较强。公司储能和光伏都在光储事业部，两大领域在电力电子方面的协同，且有各自的研发中心，公司的优势在于具有自主开发集成系统的能力。目前公司的储能产品只有电芯通过采购，其他环节均由公司自主研发。
3、储能市场高增无忧，公司多年位居国内第一。国内多个省份要求新增风光要配套储能方能优先批复，今年政策驱动进一步深化驱动储能市场高增无忧。2020年国内储能装机约2GWh，未来3-5年每年翻番是大概率事件。公司2020年储能发货量超800MWh，连续四年储能排名国内市场第一。储能业务销售收入15亿元且以集成为主，2021年目标较去年翻番。
4、储能技术存在先发优势，系统降价空间仍在。储能先发优势明显，且技术和系统需要和客户共同迭代，需要时间积累。从技术角度看，储能技术种类较多（包括三元电池、铁锂电池、铅酸电池），目前市场倾向于锂电池。系统价格方面，2020年降价显著，0.5C系统价格由年初的2.5元/W降至年末的1.3元/W不到，未来随着规模效应仍有进一步下降空间。
2020年，全年储能发货量超800MWh，收入达15亿元，公司连续四年储能排名国内市场第一。
二、问答环节：
1.我们国内外储能业务模式的种类及占比情况？
2020年，大部分项目是在可再生能源侧加储能。储能主要可分为三种：发电侧、电网侧、用电侧，去年70%业务来源于发电侧，与可再生能源匹配。海外大部分项目也来源于发电侧，剩下的来源于用户侧和工商业储能。2018年以后电网侧储能的态势急剧下滑，所以电网侧储能占比很少。
2.发电侧占比高，业务主体在哪个方向？对行业今年和三五年后的展望？
今年的市场较去年有希望翻番，国内的市场跟海外有很大区别。国内十几个省份已经要求新增风光要配套储能，但各省配套比例有差别；只有配套储能才能优先接入电网或者优先批复。这一轮储能加装属于政策驱动型。从去年一年执行的情况来看，今年政策驱动型加装还要进一步深化。山东、山西、甘肃、宁夏、云南等一些省份也做了新的储能配套要求。虽然目前整个体量不是很大，但未来3-5年每年翻番是大概率时间。去年一些第三方机构在统计，去年储能装机大概2GWh，未来3-5年装机可以按翻番预测。
3.我们电芯材料的采用主要是那种模式？与央企合作时，我们在EPC方面有什么优势？逆变器和储能，产品集中在储能逆变器里面还是说储能和逆变器是拆分的？
我们战略定位清晰，主要有两个协同：电力电子技术协同，可再生能源市场协同。首先是我们技术的协同：2015年之前，即未与三星合作之前，主要做储能变流器，和光伏逆变器的技术非常相近，协同非常天然，是我们做储能系统的重要优势。其次，我们从2015年开始着力打造系统集成能力，逆变器是中间环节，一头接电池一头接网，作为逆变器厂商对两头都要精通，尤其是电池端。和三星合作后公司积累了电池端优势。我们目前提供的储能产品，只有电芯来源于采购，自己不主动研发，除了电芯都是我们自己开发：集装箱、消防、EMS、BMS、温控等等都是自己开发，和普通的EPC还是有去区别的。我们把储能当成一套产品交给客户，严格上不属于EPC模式。我们的储能和光伏都在我们的光储事业部，因为两领域都存在电力电子方面的协同，但有各自的研发中心；储能有三支研发队伍包括：储能变流器研发队伍，储能系统研发队伍，电池研发队伍，共200多人；平台研发我们也有，包括器件、热设计、结构的研发，为光伏和储能同时提供服务。我们是用的电芯主要来自于采购；三元电池，我们用三星的，因为合作关系；铁锂电池，我们有充裕的选择，比如CATL。电芯要入围阳光的供应闪条件是较为苛刻的，我们需要至少提前半年进行检测，合格后再进行相关的产品开发。
4.系统和电池价格水平？
去年竞争最为激烈，所以去年价格下降很快。0.5C系统价格，去年年初2.5元/w，年底低于1.3元/w，下降了近一倍。今年，价格下降应该不会像去年那样。去年由于存在规模效应降价，但主要降价因素是方案优化、利润牺牲。
5.国内和海外储能业务的盈利水平？
国内不是一个自由开放的电力市场，因此储能本身不赚钱，而是一种杠杆，是一种政策推动的产物，暂时没有自身的盈利模式；海外电力市场成熟，储能可以为电力系统提供辅助服务，可以独立盈利。因此国内开发商加装储能的成本较高，对储能的价格要求也比较高，导致产品毛利并不高。此外国内参与者很多，市场规模不大，竞争非常激烈，一个项目可能出现有20家多个投标，参与者会在利润上让步。
6.不同用户选择储能系统的核心需求是什么？基于这些需求，竞争的核心要素是什么？我们具有的优势？
不同的应用场景对储能的要求存在差异：
第一种场景，可再生能源测配储：不同省份要求不同，比如安徽要求风电配20%储能，1个小时的储能；山东要求光伏配储，配两个小时的时长；
第二种场景，用户侧配储：主要是用来做峰谷的电价差的套利，我们需要算储能系统的度电成本，此情景对产品寿命要求高，每天要循环两次。
第三种场景，火电配储：目的是提高AGC（火储联合调峰调频）收益。配置时长一般半小时，要配2C充放电的电池。
不同场景的核心是电池直流系统的安全设计。1c、0.5c、2c系统的发热量不一样，还需要研究实际运营时长，需按项目设计直流侧的热管理、消防管理等。目前很难说有一款标准化的产品，需根据项目灵活设计。
客户比较同类电池产品会从多方面考虑：
和同行的共性来说，电池的核心要素，第一安全性，第二寿命（早期循环寿命2000、3000次，现在5000-6000次），第三价格。
PCS产品的考虑要素：
对于光伏逆变器来说，核心要素是的充放电效率；储能PCS和光伏逆变器不一样，储能逆变器强调支撑功能与灵活性，需要逆变器离网运行功能、很快的无功能力（响应时间30毫秒以内）、调频能力（响应时间200毫秒以内）、源网荷储能力（响应时间60毫秒以内）、虚拟同步发电机；光伏逆变器强调效率，效率影响盈利水平。很多光伏逆变器企业来做储能逆变器，门槛不高，但高性能的产品性能比较难以研发。
我们的优势：
我们目前在行业中处于领先地位。很多所谓的集成商其实是只做系统的一部分，而剩余的从外采购，比如说一家做逆变器的企业直接买别人的电池系统。我们的优势在于具有自主开发集成系统的能力。虽然我们不做电芯，但我们有很大的电芯研发队伍，帮我们选择合适电芯、电池包产品。对手主要有：BYD，TESLA。BYD还是有系统集成能力，从电芯到逆变器都有自主生产，逆变和电池技术都有掌握；特斯拉在国内市场活动少，但全球市场多，也是优势的集成商。
7.系统复杂性高于单独的PCS？未来的玩家会比PCS少吗？
储能系统是一个多学科交叉领域。电池企业可以做电池，但电气能力较弱，缺乏电网支撑、缺乏提供整套解决方案的能力。客户关心整个储能系统如何与发电侧、用户匹配，如何解决调峰调频的需求，电池企业就很难做到这一点。
8.2021海外业务展望？
国内国外都提供系统集成的产品。我们的储能业务是单独的团队，因为储能系统的专业性比较强。我们的研发总部在合肥，也是国内第一家走出去的储能系统厂家，在美国、日本、澳洲都耕耘了多年。海外一线的技术支持、销售、一共40-50人左右。海外储能系统的毛利高于国内。国内系统毛利比单纯卖逆变器低，但比做光伏EPC高。
9.是否会进入户用市场？户用储能和电源侧储能的差异，这两个环节哪一个壁垒更高？
户用和电源侧储能是两个完全不同的市场。户用，小功率；电源侧主要是兆瓦、百兆瓦级；两个业务我们都涉足。户用主要在海外，因为居民用电昂贵催生了户用储能市场。国内储能70%是发电侧的项目。
户用、电源侧储能的差异：
户用储能和电源侧储有点类似于光伏的集中式、户用的差别。。户用储能是小的电池包，要安全美观；电源侧储能采用户外集装箱。两个业务我们都有涉及。
10.储能2021年销量规划？是否会出现超行业增速？
全年发货800MWh，销售收入15亿；今年目标较去年是要翻番的，可能还要更多一点。
11.在原材料价格上涨的情况下我们对于电芯供应商的议价能力？
此消彼长。前两年，我们规模较小，议价困难。这几年，议价容易得多，供应商更愿意配合我们去做集成产品，规模效应出现后议价能力也提高。近年来有电池材料涨价的趋势，但我们还没有对外呈现涨价趋势。
12.别的集成商对外采购多是否会有劣势？我们和同行的差异是否仅仅体现在对外采购程度上？
首先要选择合适的电芯，电芯企业的配合程度也重要。系统有很多专业能力需要建立，比如消防、热控、温控专业能力。另外，我们把系统当作产品来开发，出厂时会随机挑选系统，做所有的功能测试，而测试需要具备测试条件，比如要接入电网做充放电实验、低穿、并网离网实验，都是系统能力的体现。有的企业，直流的电池系统外购的话，电池和逆变器系统的匹配没有完善，此外通讯、直流、保护方面的匹配都没有完善。过多从外采购会出现匹配性问题，系统有安全风险
13.我们软件系统的优势？
这点需系统性思考，然后考虑各个部件。硬件匹配也包含了软件的匹配。比如说，内部的通讯、通讯协议、通讯干扰等等，都需要大量测试来确认系统的稳定性。
14.15个亿的收入拆分？集成、单独的PCS硬件占比？
收入绝大部分是集成，单独PCS也有，但占比较小。国内收入与海外收入大约平分，海外价格高一点。
15.国内的光伏EPC？光伏逆变储能逆变业务差异？我们的协同如何体现？
我们认为光伏技术逐渐趋于成熟了，我们仅仅销售光伏逆变器。储能领域，我们做的是系统，专业性强，我们储能系统的销售需要更强的专业背景，如果让光伏的销售来做储能销售比较困难。虽如此，但我们很多客户既是光伏用户也是储能业务，这种情况下，我们协同比较容易；
16.储能系统集成方案有没有先发优势？规模效应能带来成本优势？新进入者有机会吗？
先发优势存在吗？
先发优势明显，先发优势不能仅仅通过聘用相关人才达到。我们的技术和系统需要和客户共同迭代，因为市场还不成熟、没有统一的方案。
规模效应能降本吗？
坐拥了很大的订单之后议价能力相应提高，这属于采购量带来的议价能力。
新进入者能弯道超车吗？
储能技术种类非常多，比如三星的三元电池、铁锂电池、铅酸电池，目前市场倾向于锂电池。至于其他的电池会不会有弯道超车，我们认为电化学技术革新相对缓慢。即使有电池技术更新，替代目前的电化学储能，我们也能及时适配。
17.德州的项目？体量越大盈利越好？
不清楚。去年给英国做得100MW项目，提供调频、基础容量、冬季供暖等服务，是整个欧洲最大的单体项目的。
18.国内不盈利的模式？按照我们的订单或项目来看，会不会不达预期？
国内政策驱动。装机规模越来越大，电网安全要求、消纳要求面临的压力越来越大，储能是解决这一问题最直接、经济的方式。现在不加储能，未来容纳新能源的能力肯定不及预期，到时候肯定还要加。
19.电网侧2020年的量是否比较大？未来3年中国市场新能源电网侧发展怎么样？国网宁德储备项目多吗？
2018年电网侧江苏这边掀起了一波但之后停了。去年也在做，但主要是2018年的已有项目，去年新增基本没有。其中湖南完成了一次招标但还没供货；青海共享储能本身来源于新能源侧配套，集中建设放在电网侧。国网和宁德，投资项目主要还是用户侧和发电侧。
下一步还要看青海这种模式能不能走下去。大部分项目来源还是在发电侧。
20.对于同行的模式主要有哪些？
行业可能性很大，新的解决方案也可能带来更多价值。我们最早提出直流侧储能，解决了很多问题，效率提高成本下降。最终的模式，还是要看能不能为客户解决问题。
21.各家PCS的差异化情况？
储能逆变、光伏逆变硬件平台相似，保护回路、缓冲回路有差别，但拓扑结构还是相似，我们技术积累有优势。包括我们光伏1500V用了10年，现在运用到储能仅花了1-2年。
22.储能和逆变器在产品迭代方面的特点？
本身起步高。储能的产品如果放在十年前看光伏，可能上来就是光伏的四五代产品了，一年之内迭代款数，不到一年就出来一代，再往后就不会那么快迭代。#股票##价值投资日志[超话]#
要点
1、储能与逆变器契合度高，早期布局并打开成长空间。储能变流器与和光伏逆变器技术类似，都是将直流电通过电力电子变换输入电网，和逆变器业务有协同效应。2015年公司与韩国三星在合肥成立了两家合作公司，阳光三星和三星阳光，从单独提供储能变流器转变为提供全套储能系统。
2、具备开发集成系统能力，技术优势凸显。储能业务是单独的团队，因为储能系统的专业性比较强。公司储能和光伏都在光储事业部，两大领域在电力电子方面的协同，且有各自的研发中心，公司的优势在于具有自主开发集成系统的能力。目前公司的储能产品只有电芯通过采购，其他环节均由公司自主研发。
3、储能市场高增无忧，公司多年位居国内第一。国内多个省份要求新增风光要配套储能方能优先批复，今年政策驱动进一步深化驱动储能市场高增无忧。2020年国内储能装机约2GWh，未来3-5年每年翻番是大概率事件。公司2020年储能发货量超800MWh，连续四年储能排名国内市场第一。储能业务销售收入15亿元且以集成为主，2021年目标较去年翻番。
4、储能技术存在先发优势，系统降价空间仍在。储能先发优势明显，且技术和系统需要和客户共同迭代，需要时间积累。从技术角度看，储能技术种类较多（包括三元电池、铁锂电池、铅酸电池），目前市场倾向于锂电池。系统价格方面，2020年降价显著，0.5C系统价格由年初的2.5元/W降至年末的1.3元/W不到，未来随着规模效应仍有进一步下降空间。
2020年，全年储能发货量超800MWh，收入达15亿元，公司连续四年储能排名国内市场第一。
二、问答环节：
1.我们国内外储能业务模式的种类及占比情况？
2020年，大部分项目是在可再生能源侧加储能。储能主要可分为三种：发电侧、电网侧、用电侧，去年70%业务来源于发电侧，与可再生能源匹配。海外大部分项目也来源于发电侧，剩下的来源于用户侧和工商业储能。2018年以后电网侧储能的态势急剧下滑，所以电网侧储能占比很少。
2.发电侧占比高，业务主体在哪个方向？对行业今年和三五年后的展望？
今年的市场较去年有希望翻番，国内的市场跟海外有很大区别。国内十几个省份已经要求新增风光要配套储能，但各省配套比例有差别；只有配套储能才能优先接入电网或者优先批复。这一轮储能加装属于政策驱动型。从去年一年执行的情况来看，今年政策驱动型加装还要进一步深化。山东、山西、甘肃、宁夏、云南等一些省份也做了新的储能配套要求。虽然目前整个体量不是很大，但未来3-5年每年翻番是大概率时间。去年一些第三方机构在统计，去年储能装机大概2GWh，未来3-5年装机可以按翻番预测。
3.我们电芯材料的采用主要是那种模式？与央企合作时，我们在EPC方面有什么优势？逆变器和储能，产品集中在储能逆变器里面还是说储能和逆变器是拆分的？
我们战略定位清晰，主要有两个协同：电力电子技术协同，可再生能源市场协同。首先是我们技术的协同：2015年之前，即未与三星合作之前，主要做储能变流器，和光伏逆变器的技术非常相近，协同非常天然，是我们做储能系统的重要优势。其次，我们从2015年开始着力打造系统集成能力，逆变器是中间环节，一头接电池一头接网，作为逆变器厂商对两头都要精通，尤其是电池端。和三星合作后公司积累了电池端优势。我们目前提供的储能产品，只有电芯来源于采购，自己不主动研发，除了电芯都是我们自己开发：集装箱、消防、EMS、BMS、温控等等都是自己开发，和普通的EPC还是有去区别的。我们把储能当成一套产品交给客户，严格上不属于EPC模式。我们的储能和光伏都在我们的光储事业部，因为两领域都存在电力电子方面的协同，但有各自的研发中心；储能有三支研发队伍包括：储能变流器研发队伍，储能系统研发队伍，电池研发队伍，共200多人；平台研发我们也有，包括器件、热设计、结构的研发，为光伏和储能同时提供服务。我们是用的电芯主要来自于采购；三元电池，我们用三星的，因为合作关系；铁锂电池，我们有充裕的选择，比如CATL。电芯要入围阳光的供应闪条件是较为苛刻的，我们需要至少提前半年进行检测，合格后再进行相关的产品开发。
4.系统和电池价格水平？
去年竞争最为激烈，所以去年价格下降很快。0.5C系统价格，去年年初2.5元/w，年底低于1.3元/w，下降了近一倍。今年，价格下降应该不会像去年那样。去年由于存在规模效应降价，但主要降价因素是方案优化、利润牺牲。
5.国内和海外储能业务的盈利水平？
国内不是一个自由开放的电力市场，因此储能本身不赚钱，而是一种杠杆，是一种政策推动的产物，暂时没有自身的盈利模式；海外电力市场成熟，储能可以为电力系统提供辅助服务，可以独立盈利。因此国内开发商加装储能的成本较高，对储能的价格要求也比较高，导致产品毛利并不高。此外国内参与者很多，市场规模不大，竞争非常激烈，一个项目可能出现有20家多个投标，参与者会在利润上让步。
6.不同用户选择储能系统的核心需求是什么？基于这些需求，竞争的核心要素是什么？我们具有的优势？
不同的应用场景对储能的要求存在差异：
第一种场景，可再生能源测配储：不同省份要求不同，比如安徽要求风电配20%储能，1个小时的储能；山东要求光伏配储，配两个小时的时长；
第二种场景，用户侧配储：主要是用来做峰谷的电价差的套利，我们需要算储能系统的度电成本，此情景对产品寿命要求高，每天要循环两次。
第三种场景，火电配储：目的是提高AGC（火储联合调峰调频）收益。配置时长一般半小时，要配2C充放电的电池。
不同场景的核心是电池直流系统的安全设计。1c、0.5c、2c系统的发热量不一样，还需要研究实际运营时长，需按项目设计直流侧的热管理、消防管理等。目前很难说有一款标准化的产品，需根据项目灵活设计。
客户比较同类电池产品会从多方面考虑：
和同行的共性来说，电池的核心要素，第一安全性，第二寿命（早期循环寿命2000、3000次，现在5000-6000次），第三价格。
PCS产品的考虑要素：
对于光伏逆变器来说，核心要素是的充放电效率；储能PCS和光伏逆变器不一样，储能逆变器强调支撑功能与灵活性，需要逆变器离网运行功能、很快的无功能力（响应时间30毫秒以内）、调频能力（响应时间200毫秒以内）、源网荷储能力（响应时间60毫秒以内）、虚拟同步发电机；光伏逆变器强调效率，效率影响盈利水平。很多光伏逆变器企业来做储能逆变器，门槛不高，但高性能的产品性能比较难以研发。
我们的优势：
我们目前在行业中处于领先地位。很多所谓的集成商其实是只做系统的一部分，而剩余的从外采购，比如说一家做逆变器的企业直接买别人的电池系统。我们的优势在于具有自主开发集成系统的能力。虽然我们不做电芯，但我们有很大的电芯研发队伍，帮我们选择合适电芯、电池包产品。对手主要有：BYD，TESLA。BYD还是有系统集成能力，从电芯到逆变器都有自主生产，逆变和电池技术都有掌握；特斯拉在国内市场活动少，但全球市场多，也是优势的集成商。
7.系统复杂性高于单独的PCS？未来的玩家会比PCS少吗？
储能系统是一个多学科交叉领域。电池企业可以做电池，但电气能力较弱，缺乏电网支撑、缺乏提供整套解决方案的能力。客户关心整个储能系统如何与发电侧、用户匹配，如何解决调峰调频的需求，电池企业就很难做到这一点。
8.2021海外业务展望？
国内国外都提供系统集成的产品。我们的储能业务是单独的团队，因为储能系统的专业性比较强。我们的研发总部在合肥，也是国内第一家走出去的储能系统厂家，在美国、日本、澳洲都耕耘了多年。海外一线的技术支持、销售、一共40-50人左右。海外储能系统的毛利高于国内。国内系统毛利比单纯卖逆变器低，但比做光伏EPC高。
9.是否会进入户用市场？户用储能和电源侧储能的差异，这两个环节哪一个壁垒更高？
户用和电源侧储能是两个完全不同的市场。户用，小功率；电源侧主要是兆瓦、百兆瓦级；两个业务我们都涉足。户用主要在海外，因为居民用电昂贵催生了户用储能市场。国内储能70%是发电侧的项目。
户用、电源侧储能的差异：
户用储能和电源侧储有点类似于光伏的集中式、户用的差别。。户用储能是小的电池包，要安全美观；电源侧储能采用户外集装箱。两个业务我们都有涉及。
10.储能2021年销量规划？是否会出现超行业增速？
全年发货800MWh，销售收入15亿；今年目标较去年是要翻番的，可能还要更多一点。
11.在原材料价格上涨的情况下我们对于电芯供应商的议价能力？
此消彼长。前两年，我们规模较小，议价困难。这几年，议价容易得多，供应商更愿意配合我们去做集成产品，规模效应出现后议价能力也提高。近年来有电池材料涨价的趋势，但我们还没有对外呈现涨价趋势。
12.别的集成商对外采购多是否会有劣势？我们和同行的差异是否仅仅体现在对外采购程度上？
首先要选择合适的电芯，电芯企业的配合程度也重要。系统有很多专业能力需要建立，比如消防、热控、温控专业能力。另外，我们把系统当作产品来开发，出厂时会随机挑选系统，做所有的功能测试，而测试需要具备测试条件，比如要接入电网做充放电实验、低穿、并网离网实验，都是系统能力的体现。有的企业，直流的电池系统外购的话，电池和逆变器系统的匹配没有完善，此外通讯、直流、保护方面的匹配都没有完善。过多从外采购会出现匹配性问题，系统有安全风险
13.我们软件系统的优势？
这点需系统性思考，然后考虑各个部件。硬件匹配也包含了软件的匹配。比如说，内部的通讯、通讯协议、通讯干扰等等，都需要大量测试来确认系统的稳定性。
14.15个亿的收入拆分？集成、单独的PCS硬件占比？
收入绝大部分是集成，单独PCS也有，但占比较小。国内收入与海外收入大约平分，海外价格高一点。
15.国内的光伏EPC？光伏逆变储能逆变业务差异？我们的协同如何体现？
我们认为光伏技术逐渐趋于成熟了，我们仅仅销售光伏逆变器。储能领域，我们做的是系统，专业性强，我们储能系统的销售需要更强的专业背景，如果让光伏的销售来做储能销售比较困难。虽如此，但我们很多客户既是光伏用户也是储能业务，这种情况下，我们协同比较容易；
16.储能系统集成方案有没有先发优势？规模效应能带来成本优势？新进入者有机会吗？
先发优势存在吗？
先发优势明显，先发优势不能仅仅通过聘用相关人才达到。我们的技术和系统需要和客户共同迭代，因为市场还不成熟、没有统一的方案。
规模效应能降本吗？
坐拥了很大的订单之后议价能力相应提高，这属于采购量带来的议价能力。
新进入者能弯道超车吗？
储能技术种类非常多，比如三星的三元电池、铁锂电池、铅酸电池，目前市场倾向于锂电池。至于其他的电池会不会有弯道超车，我们认为电化学技术革新相对缓慢。即使有电池技术更新，替代目前的电化学储能，我们也能及时适配。
17.德州的项目？体量越大盈利越好？
不清楚。去年给英国做得100MW项目，提供调频、基础容量、冬季供暖等服务，是整个欧洲最大的单体项目的。
18.国内不盈利的模式？按照我们的订单或项目来看，会不会不达预期？
国内政策驱动。装机规模越来越大，电网安全要求、消纳要求面临的压力越来越大，储能是解决这一问题最直接、经济的方式。现在不加储能，未来容纳新能源的能力肯定不及预期，到时候肯定还要加。
19.电网侧2020年的量是否比较大？未来3年中国市场新能源电网侧发展怎么样？国网宁德储备项目多吗？
2018年电网侧江苏这边掀起了一波但之后停了。去年也在做，但主要是2018年的已有项目，去年新增基本没有。其中湖南完成了一次招标但还没供货；青海共享储能本身来源于新能源侧配套，集中建设放在电网侧。国网和宁德，投资项目主要还是用户侧和发电侧。
下一步还要看青海这种模式能不能走下去。大部分项目来源还是在发电侧。
20.对于同行的模式主要有哪些？
行业可能性很大，新的解决方案也可能带来更多价值。我们最早提出直流侧储能，解决了很多问题，效率提高成本下降。最终的模式，还是要看能不能为客户解决问题。
21.各家PCS的差异化情况？
储能逆变、光伏逆变硬件平台相似，保护回路、缓冲回路有差别，但拓扑结构还是相似，我们技术积累有优势。包括我们光伏1500V用了10年，现在运用到储能仅花了1-2年。
22.储能和逆变器在产品迭代方面的特点？
本身起步高。储能的产品如果放在十年前看光伏，可能上来就是光伏的四五代产品了，一年之内迭代款数，不到一年就出来一代，再往后就不会那么快迭代。#股票##价值投资日志[超话]#
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